RU2524725C2 - Drilling machine - Google Patents
Drilling machine Download PDFInfo
- Publication number
- RU2524725C2 RU2524725C2 RU2011114669/03A RU2011114669A RU2524725C2 RU 2524725 C2 RU2524725 C2 RU 2524725C2 RU 2011114669/03 A RU2011114669/03 A RU 2011114669/03A RU 2011114669 A RU2011114669 A RU 2011114669A RU 2524725 C2 RU2524725 C2 RU 2524725C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve
- drill
- connecting valve
- drill rod
- perforator
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/06—Down-hole impacting means, e.g. hammers
- E21B4/14—Fluid operated hammers
Abstract
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИCROSS REFERENCE TO RELATED APPLICATIONS
Приоритет данной заявки заявляется по предварительной заявке на патент Австралии №2008904823, описание которой целиком включено в данный документ.The priority of this application is claimed by provisional patent application Australia No. 2008904823, the description of which is fully incorporated in this document.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY
Данное изобретение относится к бурильной установке. Более конкретно, данное изобретение относится к гидравлической бурильной установке с погружным ударным перфоратором (ПУП), предназначенной для бурения скважин в земной поверхности.This invention relates to a drilling installation. More specifically, this invention relates to a hydraulic drilling rig with a submersible percussion perforator (PUP), intended for drilling wells in the earth's surface.
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯBACKGROUND OF THE INVENTION
Как правило, наиболее экономичный способ бурения скважин в прочных горных породах и через них обеспечивается установками ударного бурения. Эти установки разделяются на две категории - установки, в которых ударный механизм расположен снаружи скважины (установки с выносным ударным перфоратором), или установки, в которых ударный механизм расположен в скважине (установки с погружным ударным перфоратором (ПУП)). Установки с выносным перфоратором требуют использования колонны ударных буровых штанг для передачи усилия к поверхности горной породы. Передача ударных волн через последовательность штанг создает ограничения как по глубине скважины, и/или по точности бурения, особенно в скважинах большого размера, так и по обеспечению надежности. Бурение ПУП установками решает проблемы, связанные с установками с выносным перфоратором, путем создания ударных волн в забое скважины, где они воздействуют непосредственно на буровое долото, входящее в контакт с горной породой. Подобные ПУП установки, обычно приводимые в действие пневматическим способом, используют сжатый воздух для передачи энергии через погружные буровые штанги к ударному механизму, расположенному в забое. Подобные бурильные установки обычно обладают недостаточной мощностью и скоростью работы по сравнению с бурильными установками с выносными гидравлическими перфораторами, особенно при небольших размерах и/или небольших глубинах скважины. В попытке объединить преимущества установок с выносным перфоратором и установок с погружным перфоратором были разработаны ПУП установки, приводимые в действие водой. Однако эти установки не нашли широкого применения в силу их ненадежности и экономических ограничений, а также из-за использования несмазочной и потенциально коррозионной среды (т.е. воды) для передачи энергии к ударному механизму.As a rule, the most economical way of drilling wells in strong rocks and through them is provided by shock drilling rigs. These units are divided into two categories: units in which the percussion mechanism is located outside the well (units with an external percussion perforator), or units in which the percussion mechanism is located in the well (units with a submersible percussion perforator (PUP)). Installations with an external perforator require the use of a drill string to transfer force to the surface of the rock. The transmission of shock waves through a sequence of rods creates limitations both in the depth of the well and / or in the accuracy of drilling, especially in large wells, and in ensuring reliability. Drilling PUP installations solves the problems associated with installations with a remote perforator by creating shock waves in the bottom of the well, where they act directly on the drill bit that comes into contact with the rock. PUP-like installations, typically pneumatically driven, use compressed air to transfer energy through submersible drill rods to a percussion mechanism located in the face. Such drilling rigs usually have insufficient power and speed compared to drilling rigs with external hydraulic perforators, especially at small sizes and / or small depths of the well. In an attempt to combine the advantages of plants with an external rotary hammer and installations with a submersible rotary hammer, water-driven PUP installations were developed. However, these plants have not found wide application due to their unreliability and economic limitations, as well as due to the use of a non-lubricating and potentially corrosive medium (i.e. water) to transfer energy to the shock mechanism.
В Европейском патентном документе ЕР 0233038 и патенте США №5092411 описана концепция ПУП бурильной установки, приводимой в действие маслом. Обе предложенные установки используют гидравлическую подачу перфораторов с помощью наружных гидравлических шлангов, прикрепленных к сторонам соответствующих буровых штанг. Несмотря на то что использование приводимого в действии маслом перфоратора повышает эффективность использования энергии и надежность бурения, устройства, описанные в этих документах, обладают недостатком, который заключается в предрасположенности наружных шлангов к повреждению при работе перфоратора в забое скважины, что приводит к недостаточной надежности и снижению эффективности вследствие потери масла и увеличения эксплуатационных затрат. На эффективности эксплуатации также отрицательно сказывается сложность повторного присоединения гидравлических шлангов при добавлении и удалении буровых штанг.In European patent document EP 0233038 and US patent No. 5092411 describes the concept of PUP drilling rig driven by oil. Both proposed installations use hydraulic feed of perforators using external hydraulic hoses attached to the sides of the respective drill rods. Despite the fact that the use of an oil-driven perforator increases the energy efficiency and reliability of drilling, the devices described in these documents have a disadvantage in the predisposition of the external hoses to damage during operation of the perforator in the bottom of the well, which leads to insufficient reliability and reduced efficiency due to oil loss and increased operating costs. The operational efficiency is also adversely affected by the difficulty of reconnecting the hydraulic hoses when adding and removing drill rods.
Также потеря масла в известных бурильных установках, работающих на масле, тип которых описан в патенте США №5375670 и международной публикации WO 96086332, происходит во время присоединения и отсоединения штанг, подающих масло под давлением к перфоратору и получающих от него масло обратно, во время перемещения перфоратора в буровую скважину и из нее.Also, oil loss in known oil-powered drilling rigs, the type of which is described in US Pat. No. 5,375,670 and International Publication WO 96086332, occurs during attachment and detachment of sucker rods supplying oil under pressure to the drill and receiving oil back from it during movement punch into and out of the borehole.
Еще одна потеря эффективности в известных гидравлических бурильных установках, тип которых описан в Японском патентном документе JP 06313391, может быть обусловлена уменьшением циклической скорости, создаваемой и/или уменьшаемой с помощью энергии удара, когда гидравлический аккумулятор, компенсирующий изменение требуемого потока во время цикла прямого и обратного хода поршня, расположен на удалении от перфоратора.Another loss of efficiency in known hydraulic drilling rigs, the type of which is described in Japanese patent document JP 06313391, may be due to a decrease in the cyclic speed created and / or decreased by impact energy when a hydraulic accumulator compensating for a change in the required flow during a direct and reverse piston, located at a distance from the punch.
Другой недостаток известных гидравлических бурильных установок заключается в дорогостоящем производстве и восстановлении при повреждении, так как перфоратор является неразборной конструкцией.Another disadvantage of the known hydraulic drilling rigs is the costly production and restoration in case of damage, since the hammer drill is a non-separable structure.
Целью данного изобретения является устранение вышеизложенных проблем или, по меньшей мере, обеспечение полезного выбора.The aim of the present invention is to eliminate the above problems or at least provide a useful choice.
Другие аспекты и преимущества данного изобретения будут очевидны из последующего описания, которое приводится только в качестве примера.Other aspects and advantages of the present invention will be apparent from the following description, which is given by way of example only.
Все ссылочные материалы, приведенные в данном описании, в том числе любые патенты или заявки на патент, включены в данный документ посредством ссылки. Не предполагается, что любая ссылка является предшествующим уровнем техники. При обсуждении ссылочных материалов описано то, что их авторы утверждают, а заявители сохраняют право оспаривать точность и уместность процитированных документов. Следует ясно понимать, что, хотя в данном документе сделана ссылка на ряд публикаций предшествующего уровня техники, эта ссылка не является признанием того факта, что любой из этих документов составляет часть общих знаний в данной области в Австралии или любой другой стране.All reference materials cited in this description, including any patents or patent applications, are incorporated herein by reference. It is not intended that any reference be a prior art. When discussing the referenced materials, it is described what their authors state, and the applicants retain the right to challenge the accuracy and relevance of the cited documents. It should be clearly understood that, although this document refers to a number of publications of the prior art, this reference is not an acknowledgment of the fact that any of these documents is part of the general knowledge in this field in Australia or any other country.
Общепризнано, что термин «содержащий» может при различных юрисдикциях характеризоваться объединяющим или исключающим значением. В настоящем описании, и если не указано иное, термин «содержащий» будет иметь объединяющее значение - т.е. подразумевается содержание не только непосредственно перечисленных элементов, но и других не указанных компонентов или элементов. Это объяснение также относится к использованию терминов «включенный» или «включающий» в отношении одного или более этапов способа или процесса.It is generally recognized that the term “comprising” may, in various jurisdictions, have a unifying or exclusive meaning. In the present description, and unless otherwise indicated, the term “comprising” will have a unifying meaning - i.e. It implies the content of not only directly listed elements, but also other not specified components or elements. This explanation also refers to the use of the terms “included” or “including” in relation to one or more steps of a method or process.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
В соответствии с первым аспектом данного изобретения предлагается бурильная установка, содержащаяIn accordance with a first aspect of the present invention, there is provided a drilling rig comprising
гидравлический перфоратор, содержащий поршень, предназначенный для воздействия на буровое долото, маятниковый клапан для управления возвратно-поступательным движением поршня, аккумулятор для гидравлической жидкости и соединительный клапан перфоратора,a hydraulic perforator containing a piston designed to act on the drill bit, a pendulum valve for controlling the reciprocating movement of the piston, a hydraulic fluid accumulator and a perforator connecting valve,
по меньшей мере одну буровую штангу, содержащую первый соединительный клапан, предназначенный для соединения буровой штанги с перфоратором, и второй соединительный клапан, предназначенный для соединения буровой штанги с первым соединительным клапаном подобной буровой штанги или с механизмом вращения,at least one drill rod comprising a first connecting valve for connecting the drill rod to the perforator, and a second connecting valve for connecting the drill rod to the first connecting valve of a similar drill rod or with a rotation mechanism,
причем поршень и маятниковый клапан расположены, по существу, в одну линию с осью перемещения перфоратора, аккумулятор расположен вблизи маятникового клапана, а соединительный клапан перфоратора, первый соединительный клапан и второй соединительный клапан содержат по меньшей мере один тарельчатый клапан, расположенный вблизи соответствующего седла клапана.moreover, the piston and the pendulum valve are essentially in line with the axis of movement of the punch, the battery is located near the pendulum valve, and the connecting valve of the punch, the first connecting valve and the second connecting valve contain at least one poppet valve located near the corresponding valve seat.
Таким образом, соединительные клапаны выполнены с возможностью обеспечения удержания гидравлической жидкости в соответствующем элементе, когда он не используется.Thus, the connecting valves are arranged to hold the hydraulic fluid in the corresponding element when not in use.
В данном описании термин «маятниковый клапан» обозначает регулирующий клапан, сообщающийся с гидравлической жидкостью и используемый для управления исполнительным механизмом.As used herein, the term “swing valve” refers to a control valve in fluid communication with the hydraulic fluid and used to control the actuator.
Предпочтительно буровое долото, поршень, маятниковый клапан, аккумулятор и соединительные клапаны соединены друг с другом, по существу, в одну линию.Preferably, the drill bit, piston, pendulum valve, accumulator and connecting valves are connected to each other in substantially the same line.
Предпочтительнее буровое долото, поршень, маятниковый клапан, аккумулятор и соединительные клапаны являются модульными блоками, соединенными со смежным присоединенным элементом с помощью установочных отверстий и, если требуется угловое выравнивание, с помощью стопорных штифтов.Preferably, the drill bit, piston, pendulum valve, accumulator and connecting valves are modular units connected to an adjacent connected element by means of mounting holes and, if angular alignment is required, by means of locking pins.
Предпочтительно соединительный клапан перфоратора, первый соединительный клапан и второй соединительный клапан выполнены с возможностью индивидуальной замены.Preferably, the punch connecting valve, the first connecting valve and the second connecting valve are individually replaceable.
Предпочтительно соединительный клапан перфоратора и второй соединительный клапан содержат внутреннее уплотнение и наружное уплотнение, причем указанные уплотнения выполнены с обеспечением минимизации потери гидравлической жидкости, соответственно, из напорного маслопровода и обратного маслопровода во время эксплуатации бурильной установки, а также во время присоединения и отсоединения каждой буровой штанги.Preferably, the perforator connecting valve and the second connecting valve comprise an internal seal and an external seal, said seals being configured to minimize loss of hydraulic fluid from the oil pressure line and oil return line during operation of the drilling rig, as well as during connection and disconnection of each drill rod .
Предпочтительно соединительный клапан перфоратора, первый соединительный клапан и второй соединительный клапан выполнены таким образом, что во время соединения осевое перемещение первого соединительного клапана на одной буровой штанге или на механизме вращения относительно второго соединительного клапана на другой буровой штанге или соединительного клапана перфоратора на перфораторе составляет не более 50% диаметра буровой штанги.Preferably, the punch connecting valve, the first connecting valve and the second connecting valve are designed so that during the connection, the axial movement of the first connecting valve on one drill rod or on the rotation mechanism relative to the second connecting valve on another drill rod or the punch connecting valve on the punch 50% of the diameter of the drill rod.
Предпочтительнее соединительный клапан перфоратора и второй соединительный клапан выполнены таким образом, что во время соединения осевое перемещение внутреннего уплотнения соединительного клапана и наружного уплотнения соединительного клапана по приемному элементу (элементам) первого соединительного клапана присоединенной буровой штанги или механизма вращения составляет не более 20% диаметра буровой штанги.Preferably, the punch connecting valve and the second connecting valve are designed so that during the connection, the axial movement of the connecting valve’s inner seal and the connecting valve’s outer seal along the receiving element (s) of the first connecting valve of the attached drill rod or rotation mechanism is not more than 20% of the diameter of the drill rod .
Предпочтительно буровая штанга также содержит напорный канал, предназначенный для подачи гидравлической жидкости под давлением из наружного резервуара к маятниковому клапану, обратный канал, предназначенный для подачи возвратной гидравлической жидкости от маятникового клапана обратно к наружному резервуару, и промывочный канал, предназначенный для подачи промывочной среды под давлением к буровому долоту.Preferably, the drill rod also comprises a pressure channel for supplying hydraulic fluid under pressure from the external reservoir to the pendulum valve, a return channel for supplying hydraulic fluid from the pendulum valve back to the external reservoir, and a flushing channel for supplying pressure flushing medium to the drill bit.
Предпочтительно обратный канал является кольцевым каналом, расположенным вокруг напорного канала.Preferably, the return channel is an annular channel located around the pressure channel.
Предпочтительно промывочный канал является кольцевым каналом, расположенным вокруг обратного канала.Preferably, the wash channel is an annular channel located around the return channel.
Предпочтительно напорный канал и обратный канал являются свободно плавающими независимо друг от друга внутри каждой буровой штанги.Preferably, the pressure channel and the return channel are freely floating independently of each other within each drill rod.
Предпочтительно напорный канал и обратный канал внутри каждой буровой штанги выполнены с возможностью индивидуальной замены.Preferably, the pressure channel and the return channel inside each drill rod are individually replaceable.
Предпочтительно соединительный клапан перфоратора, первый соединительный клапан и второй соединительный клапан выполнены с обеспечением предотвращения обратного потока возвратной гидравлической жидкости.Preferably, the punch connecting valve, the first connecting valve and the second connecting valve are configured to prevent the return flow of the return hydraulic fluid.
Предпочтительно промывочная среда является воздухом.Preferably, the flushing medium is air.
Предпочтительно перфоратор также содержит наружный корпус, выполненный с возможностью двусторонней установки.Preferably, the hammer drill also comprises an outer casing configured for two-sided installation.
В соответствии со вторым аспектом данного изобретения предлагается способ сборки бурильной установки, включающий следующие этапы:In accordance with a second aspect of the present invention, there is provided a method for assembling a drilling rig, comprising the following steps:
а) сборка гидравлического перфоратора из модульных блоков, которые содержат буровое долото, поршень, маятниковый клапан, предназначенный для управления возвратно-поступательным движением поршня, аккумулятор и соединительный клапан перфоратора, содержащий по меньшей мере одну тарелку, расположенную вблизи соответствующего седла клапана, и предназначенный для присоединения перфоратора к первому соединительному клапану буровой штанги;a) assembling a hydraulic rotary hammer from modular units that contain a drill bit, piston, a pendulum valve designed to control the reciprocating movement of the piston, a battery and a connecting valve of a rotary hammer containing at least one plate located near the corresponding valve seat and designed to attaching a punch to the first connecting valve of the drill rod;
b) присоединение одной или более буровой штанги (штанг) к перфоратору, причем каждая буровая штанга содержитb) attaching one or more drill rods (rods) to the perforator, each drill rod containing
первый соединительный клапан, содержащий по меньшей мере одну тарелку, расположенную вблизи соответствующего седла клапана, иa first connecting valve comprising at least one plate located near the corresponding valve seat, and
второй соединительный клапан, содержащий по меньшей мере одну тарелку, расположенную вблизи соответствующего седла клапана, и предназначенный для присоединения буровой штанги к первому соединительному клапану подобной буровой штанги или к механизму вращения;a second connecting valve comprising at least one plate located near the corresponding valve seat and for connecting a drill rod to a first connecting valve of a similar drill rod or to a rotation mechanism;
с) присоединение механизма вращения ко второму соединительному клапану последней присоединенной буровой штанги, причем указанный механизм вращения сообщает вращательное движение по меньшей мере одной буровой штанге и перфоратору.c) attaching a rotation mechanism to a second connecting valve of a last connected drill rod, said rotation mechanism communicating rotational movement of at least one drill rod and a perforator.
Предпочтительно данный способ также включает этапPreferably, the method also includes the step
d) присоединения указанной установки к гидравлическому устройству подачи, выполненному с обеспечением перемещения установки прямолинейно вдоль ее оси.d) the connection of the specified installation to the hydraulic feeder, designed to ensure the movement of the installation in a straight line along its axis.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Дополнительные аспекты данного изобретения будут более очевидны из последующего описания, которое приведено только в качестве примера, со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых:Additional aspects of the present invention will be more apparent from the following description, which is given only as an example, with reference to the accompanying drawings, in which:
Фиг.1 показывает разрез предпочтительного варианта выполнения бурильной установки по данному изобретению;Figure 1 shows a section of a preferred embodiment of a drilling rig according to this invention;
Фиг.2 показывает разрез перфоратора для варианта выполнения, показанного на фиг.1;Figure 2 shows a section of a perforator for the embodiment shown in figure 1;
Фиг.3 показывает разрез первого и второго соединительных клапанов буровой штанги для варианта выполнения, показанного на фиг.1;Figure 3 shows a section of the first and second connecting valves of the drill rod for the embodiment shown in figure 1;
Фиг.4 показывает разрез двух смежных буровых штанг для варианта выполнения, показанного на фиг.1, причем первый и второй соединительные клапаны соединены;Fig. 4 shows a section through two adjacent drill rods for the embodiment shown in Fig. 1, wherein the first and second connecting valves are connected;
Фиг.5 показывает разрез механизма вращения для варианта выполнения, показанного на фиг.1;FIG. 5 shows a section through a rotation mechanism for the embodiment shown in FIG. 1;
Фиг.6 показывает разрез перфоратора для варианта выполнения, показанного на фиг.1, иллюстрирующий канал прохождения гидравлической жидкости под давлением к маятниковому клапану;FIG. 6 shows a section through a perforator for the embodiment shown in FIG. 1, illustrating a passage of hydraulic fluid under pressure to a pendulum valve;
Фиг.7 показывает разрез перфоратора для варианта выполнения, показанного на фиг.1, иллюстрирующий канал прохождения возвратной гидравлической жидкости от маятникового клапана и других выпускных точек в перфораторе;Fig.7 shows a section of a perforator for the embodiment shown in Fig.1, illustrating the passage of the return hydraulic fluid from the pendulum valve and other outlet points in the perforator;
Фиг.8 показывает разрез перфоратора для варианта выполнения, показанного на фиг.1, иллюстрирующий канал прохождения промывочной среды к буровому долоту;FIG. 8 shows a cross-sectional view of a perforator for the embodiment shown in FIG. 1, illustrating a passage of a flushing medium to a drill bit;
Фиг.9 показывает разрез двух соединенных буровых штанг для варианта выполнения, показанного на фиг.4, и расположение внутренних уплотнений соединительного клапана, отделяющих напорный канал гидравлической жидкости от обратного канала гидравлической жидкости;Fig.9 shows a section of two connected drill rods for the embodiment shown in Fig.4, and the location of the internal seals of the connecting valve, separating the pressure channel of the hydraulic fluid from the return channel of the hydraulic fluid;
Фиг.10 показывает разрез двух соединенных буровых штанг для варианта выполнения, показанного на фиг.4, и расположение наружных уплотнений соединительного клапана, отделяющих обратный канал гидравлической жидкости от канала промывочной среды;Figure 10 shows a section of two connected drill rods for the embodiment shown in figure 4, and the location of the outer seals of the connecting valve, separating the return channel of the hydraulic fluid from the channel of the flushing medium;
Фиг.11 показывает разрез перфоратора для варианта выполнения, показанного на фиг.1, иллюстрирующий канал прохождения гидравлической жидкости под давлением между маятниковым клапаном к поршню во время движения поршня вверх;11 shows a section of a perforator for the embodiment shown in figure 1, illustrating the passage of hydraulic fluid under pressure between the pendulum valve to the piston during upward movement of the piston;
Фиг.12 показывает разрез перфоратора для варианта выполнения, показанного на фиг.1, иллюстрирующий канал прохождения гидравлической жидкости под давлением между маятниковым клапаном к поршню во время движения поршня вниз;FIG. 12 shows a cross-sectional view of a perforator for the embodiment shown in FIG. 1, illustrating a passage of hydraulic fluid under pressure between a pendulum valve to a piston while the piston is moving downward;
Фиг.13 показывает разрез перфоратора для варианта выполнения, показанного на фиг.1, иллюстрирующий канал обратной подачи гидравлической жидкости от поршня к маятниковому клапану во время перемещения поршня вверх; иFIG. 13 shows a cross-sectional view of a perforator for the embodiment shown in FIG. 1, illustrating a return channel for hydraulic fluid from a piston to a pendulum valve while moving the piston up; and
Фиг.14 показывает разрез перфоратора для варианта выполнения, показанного на фиг.1, иллюстрирующий канал обратной подачи гидравлической жидкости от поршня к маятниковому клапану во время перемещения поршня вниз.FIG. 14 shows a cross-sectional view of a perforator for the embodiment shown in FIG. 1, illustrating a return channel for hydraulic fluid from a piston to a pendulum valve while moving the piston down.
ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫЙ ВАРИАНТ ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯBEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Далее приведено описание настоящего изобретения в отношении одного предпочтительного варианта выполнения, как показано на фиг.1-14.The following is a description of the present invention with respect to one preferred embodiment, as shown in FIGS. 1-14.
Для ясности взаимная связь текучих сред между различными компонентами бурильной установки на чертежах показана избирательно.For clarity, the interconnection of fluids between the various components of a drilling rig is shown selectively in the drawings.
Фиг.1 показывает разрез предпочтительного варианта выполнения бурильной установки, обозначенной стрелкой (1). Бурильная установка (1) является установкой, работающей на гидравлическом масле и предназначенной для бурения с погружным ударным перфоратором (ПУП). Данная установка содержит ряд соответствующих модульных компонентов, которые соединены друг с другом в одну линию. В этом способе установка (1) имеет конструкцию с малым профилем для обеспечения минимального диаметра перфоратора (2), что дает возможность удобной работы установки (1) в закрытых пространствах и позволяет бурить в земной поверхности скважины с широким диапазоном размеров.Figure 1 shows a section of a preferred embodiment of a drilling installation, indicated by arrow (1). A drill rig (1) is a hydraulic oil rig designed for drilling with a submersible hammer drill (PUP). This installation contains a number of corresponding modular components that are connected to each other in a single line. In this method, the installation (1) has a design with a small profile to ensure the minimum diameter of the perforator (2), which makes it possible to conveniently operate the installation (1) in enclosed spaces and allows drilling in the earth's surface of the well with a wide range of sizes.
Бурильная установка (1) содержит перфоратор (2), по меньшей мере одну буровую штангу (3, 4) и механизм (5) вращения. Специалистам в данной области техники следует понимать, что можно обойтись без буровых штанг (3, 4) в тех случаях, когда отсутствует необходимость в каком-либо расстоянии между механизмом (5) вращения и перфоратором (2). И наоборот, можно использовать любое количество штанг для увеличения длины установки (1), в соответствии с требованиями конкретного случая. Механизм (5) вращения выполнен с возможностью присоединения к двигателю и редуктору (не показан) для передачи вращательного движения к валу (5А) механизма (5), перфоратору (2) и буровым штангам (3, 4) известным способом. Бурильная установка (1) может непрерывно совершать вращение в обоих направлениях (т.е. по часовой стрелке и против часовой стрелки) с помощью двигателя и редуктора, как показано стрелкой А.The drill rig (1) comprises a perforator (2), at least one drill rod (3, 4) and a rotation mechanism (5). Specialists in the art should understand that you can do without drill rods (3, 4) in cases where there is no need for any distance between the rotation mechanism (5) and the perforator (2). Conversely, any number of rods can be used to increase the installation length (1), in accordance with the requirements of a particular case. The rotation mechanism (5) is configured to be connected to an engine and a gearbox (not shown) for transmitting rotational movement to the shaft (5A) of the mechanism (5), a perforator (2) and drill rods (3, 4) in a known manner. The drill rig (1) can continuously rotate in both directions (i.e., clockwise and counterclockwise) using a motor and gearbox, as shown by arrow A.
Фиг.2 показывает разрез ПУП перфоратора (2) бурильной установки (1). Перфоратор (2) содержит буровое долото (6), поршень (7) и корпус (7А) поршня, маятниковый клапан (8) и корпус (8А) маятникового клапана для смещения поршня (7) под действием давления гидравлической жидкости, аккумулятор (9) для гидравлической жидкости, например масла, и соединительный клапан (10) перфоратора. Все элементы перфоратора (2) можно соединить друг с другом в линию с помощью установочных отверстий, а при необходимости углового выравнивания и с помощью стопорных штифтов (11). Различные каналы внутри каждого компонента соединены с соответствующими каналами смежного компонента (компонентов) с помощью просверленных отверстий и уплотнений на границе компонентов. Все указанные компоненты размещены в наружном износостойком корпусе (1А). Модульная конструкция перфоратора (2) обеспечивает снижение расходов на техническое обслуживание за счет возможности замены отдельных компонентов, а не всего перфоратора (2) целиком.Figure 2 shows a section of the PUP perforator (2) of the drilling rig (1). The hammer drill (2) contains a drill bit (6), a piston (7) and a piston body (7A), a pendulum valve (8) and a pendulum valve body (8A) for displacing the piston (7) under the influence of hydraulic fluid pressure, an accumulator (9) for hydraulic fluid, such as oil, and a connecting valve (10) for the hammer drill. All the elements of the punch (2) can be connected to each other in a line using the mounting holes, and if necessary, angular alignment using the locking pins (11). The various channels inside each component are connected to the corresponding channels of the adjacent component (s) using drilled holes and seals at the boundary of the components. All of these components are housed in an outer wear-resistant housing (1A). The modular design of the punch (2) reduces maintenance costs due to the ability to replace individual components, and not the entire punch (2) as a whole.
Компоненты (7-9) в сборке удерживаются в износостойком корпусе (1А) с помощью резьбы, которая выполнена на каждом конце корпуса (1А) и в которую завинчены узел (6) бурового долота и соединительный клапан (10) перфоратора. Таким образом, внутренние компоненты (7-9) удерживаются в прочном контакте за счет силы, обусловленной противоположными резьбовыми соединениями на каждом конце перфоратора (2). Корпус (1А) может быть перевернут задом наперед с целью увеличения срока службы перфоратора (2) для предотвращения локализованного эрозионного повреждения корпуса (1А), обусловленного столкновением с обломками горной породы во время работы установки (1).The components (7-9) in the assembly are held in a wear-resistant casing (1A) with a thread that is made at each end of the casing (1A) and into which the drill bit assembly (6) and the punch connecting valve (10) are screwed. Thus, the internal components (7-9) are held in strong contact due to the force due to opposite threaded connections at each end of the punch (2). The casing (1A) can be turned upside down in order to increase the service life of the punch (2) to prevent localized erosion damage to the casing (1A) due to a collision with rock fragments during operation of the installation (1).
Буровое долото (6) под воздействием поршня (7) совершает возвратно-поступательное перемещение в максимальном диапазоне, составляющем приблизительно 20 мм. Головка (6А) бурового долота (6) содержит диски (6В), которые входят в контакт с горной породой и образуют режущую поверхность долота. Для создания скважин различных диаметров, в зависимости от различного применения и местности, могут известным способом использоваться буровые долота с различными длинами и диаметрами.The drill bit (6) under the influence of the piston (7) performs a reciprocating movement in a maximum range of approximately 20 mm The head (6A) of the drill bit (6) contains disks (6B) that come into contact with the rock and form the cutting surface of the bit. To create wells of various diameters, depending on various applications and terrain, drill bits with various lengths and diameters can be used in a known manner.
Фиг.3 показывает разрез первого и второго соединительных клапанов (17, 18), соответственно, буровых штанг (3, 4). Каждая буровая штанга (3, 4) имеет внутреннюю трубчатую конструкцию для обеспечения проточного соединения механизма (5) вращения с перфоратором (2) (через другую буровую штангу, если имеется последовательное соединение нескольких буровых штанг). Напорный маслопровод (14) переносит масло к маятниковому клапану (8) перфоратора (2). Обратный маслопровод (15) переносит масло обратно от маятникового клапана 8 к механизму (5) вращения. Канал (12) прохождения промывочной среды переносит промывочную среду, обычно в виде воздуха под давлением, к перфоратору (2). Специалистам в данной области техники следует понимать, что возможно использование других типов промывочной среды под давлением, без отклонения от объема настоящего изобретения, например воды или двуокиси углерода. Буровые штанги (3), (4) имеют различную длину не менее 1,8 м в зависимости от конкретного случая.Figure 3 shows a section of the first and second connecting valves (17, 18), respectively, of the drill rods (3, 4). Each drill rod (3, 4) has an internal tubular structure to provide a flow-through connection of the rotation mechanism (5) with a perforator (2) (through another drill rod, if several drill rods are connected in series). Oil pressure line (14) transfers oil to the pendulum valve (8) of the hammer drill (2). The oil return line (15) transfers the oil back from the
Каждая буровая штанга (3, 4) на первом и втором конце содержит первый (17) и второй (18) соединительные клапаны. Первый соединительный клапан (17) сдержит подпружиненный тарельчатый клапан (19) и седло (20) на конце напорного маслопровода (14), а также подпружиненные охватывающие тарельчатые клапаны (21) и седла (22) на конце обратного маслопровода (15). Подобным образом, соединительный клапан (18) сдержит подпружиненный тарельчатый клапан (23) и седло (24) на конце напорного маслопровода (14) и подпружиненное охватываемое кольцо (25) тарельчатого клапана и седло (26) у конца обратного маслопровода (15). Расположение тарельчатых клапанов (19, 21, 23 и 25) вблизи соответствующих седел (20, 22, 24 и 26) минимизирует потерю масла из буровых штанг при разъединении клапанов (17, 18) для установки новой буровой штанги для увеличения длины колонны буровых штанг в скважине или для демонтажа штанг (3, 4). Последующая экономия масла является весьма важной, так как указанная конструкция ограничивает потерю только масла, требуемого для смазки резьбы и уплотнений во время соединения и разъединения, значительно экономя затраты и снижая воздействие на окружающую среду до абсолютного минимума.Each drill rod (3, 4) at the first and second end contains the first (17) and second (18) connecting valves. The first connecting valve (17) will hold the spring-loaded poppet valve (19) and the seat (20) at the end of the oil pressure line (14), as well as the spring-loaded female poppet valves (21) and seats (22) at the end of the oil return pipe (15). Similarly, the connecting valve (18) holds the spring-loaded poppet valve (23) and the seat (24) at the end of the oil pressure line (14) and the spring-loaded male poppet ring (25) and the seat (26) at the end of the oil return pipe (15). The location of the poppet valves (19, 21, 23 and 25) near the corresponding seats (20, 22, 24 and 26) minimizes the loss of oil from the drill rods when disconnecting the valves (17, 18) to install a new drill rod to increase the length of the drill string in well or for dismantling the rods (3, 4). Subsequent oil savings are very important since this design limits the loss of only the oil required to lubricate the threads and seals during connection and disconnection, significantly saving costs and reducing environmental impact to an absolute minimum.
Фиг.4 показывает разрез двух смежных буровых штанг (3, 4), при этом первый соединительный клапан (17) штанги (4) присоединен ко второму соединительному клапану (18) штанги (3). Эти клапаны соединены путем взаимодействия наружной резьбы (не показана) на плече (4А) штанги (4) с внутренней резьбой на плече (3А) и вращения штанги (4) относительно штанги (3) до тех пор, пока наружные плечи (3А, 4А) двух штанг (3, 4) не войдут в прочный контакт. После соединения указанных плеч (3А, 4А) образуются три отдельных канала следующим образом - примыкание тарельчатого клапана (19) к тарельчатому клапану (23) заставляет эти клапана (19 и 23) отрываться от их седел (20 и 24 соответственно), тем самым обеспечивая соединение напорного маслопровода (14) штанги (3) с соответствующим напорным маслопроводом (14) штанги (4). Внутренние уплотнения (27) соединительных клапанов (которые лучше всего видны на фиг.9), расположенные в канавках, окружающих напорный маслопровод (14), препятствуют внутренней протечке масла радиально в смежный обратный маслопровод (15). Другой комплект наружных уплотнений (28) соединительного клапана (которые лучше всего видны на фиг.10), расположенных в канавках, окружающих обратный маслопровод (15), отделяет этот маслопровод (15) от канала (12) промывочной жидкости. Кольцевой тарельчатый клапан (25) и тарельчатые клапаны (21) поджимаются под небольшим воздействием пружины к их соответствующим седлам (26 и 22) в одном направлении, т.е. от штанги (4) к штанге (3). Возвратное масло, проходящее от штанги (3) к штанге (4), будет поднимать эти два тарельчатых клапана от соответствующих седел с минимальным ограничением потока, тем самым соединяя обратный маслопровод (15) штанги (3) с обратным маслопроводом (15) штанги (4), обеспечивая поток масла в одном (обратном) направлении. Каналы (12) прохождения промывочной среды обеих штанг (3, 4) соединены друг с другом вторым кольцевым каналом, образованным между обратным маслопроводом (15) и плечами (3А, 4А) каждой штанги (3, 4).Figure 4 shows a section through two adjacent drill rods (3, 4), with the first connecting valve (17) of the rod (4) connected to the second connecting valve (18) of the rod (3). These valves are connected by the interaction of an external thread (not shown) on the arm (4A) of the arm (4) with an internal thread on the arm (3A) and rotation of the arm (4) relative to the arm (3) until the outer arms (3A, 4A ) the two rods (3, 4) will not come into firm contact. After connecting these arms (3A, 4A), three separate channels are formed as follows - the contact of the poppet valve (19) with the poppet valve (23) causes these valves (19 and 23) to break away from their seats (20 and 24, respectively), thereby ensuring the connection of the pressure oil line (14) of the rod (3) with the corresponding pressure oil line (14) of the rod (4). The internal seals (27) of the connecting valves (which are best seen in Fig. 9) located in the grooves surrounding the oil pressure line (14) prevent the internal leakage of oil radially into the adjacent oil return line (15). Another set of external connecting valve seals (28) (which are best seen in FIG. 10) located in grooves surrounding the oil return pipe (15) separates this oil pipe (15) from the flushing fluid channel (12). The annular poppet valve (25) and poppet valves (21) are pressed under a slight action of the spring to their respective seats (26 and 22) in one direction, i.e. from rod (4) to rod (3). The return oil flowing from the rod (3) to the rod (4) will lift these two poppet valves from their respective seats with minimal flow restriction, thereby connecting the oil return pipe (15) of the rod (3) to the oil return pipe (15) of the rod (4) ), providing oil flow in one (reverse) direction. The channels (12) for passage of the flushing medium of both rods (3, 4) are connected to each other by a second annular channel formed between the return oil line (15) and the arms (3A, 4A) of each rod (3, 4).
Специалисты должны понимать, что соединительный клапан (10) перфоратора и второй соединительный клапан (18) буровых штанг (3, 4) имеют одинаковую конструкцию, обеспечивающую простое техническое обслуживание бурильной установки (1) за счет сведения к минимуму количества различных компонентов.Professionals should understand that the connecting valve (10) of the hammer drill and the second connecting valve (18) of the drill rods (3, 4) are of the same design, which ensures easy maintenance of the drilling rig (1) by minimizing the number of different components.
Напорный маслопровод (14) и обратный маслопровод (15) являются «свободно плавающими» независимо друг от друга внутри каждой буровой штанги (3, 4), что обеспечивает возможность теплового расширения во время эксплуатации. Держатель (37) уплотнения и уплотнение (38) напорного маслопровода, прикрепленные к концам напорного маслопровода (14) (как показано на фиг.3), обеспечивают относительное перемещение напорного маслопровода (14) без потери масла под давлением. Подобным образом, держатель (39) уплотнения и уплотнение (40) обратного маслопровода, прикрепленные к концам обратного маслопровода (15) (как показано на фиг.3), обеспечивают относительное перемещение обратного маслопровода (15) без потери возвратного масла. Такая конструкция обеспечивает возможность дифференциального теплового расширения различных компонентов во время эксплуатации. Кроме того, напорный маслопровод (14) и обратный маслопровод (15), а также соединительные клапаны (17, 18) выполнены с возможностью независимой замены, что обеспечивает снижение эксплуатационных расходов благодаря замене отдельных компонентов, а не всей буровой штанги (3, 4) в целом.Oil pressure line (14) and oil return line (15) are “freely floating” independently of each other inside each drill rod (3, 4), which allows thermal expansion during operation. The seal holder (37) and the oil pressure line seal (38) attached to the ends of the pressure oil line (14) (as shown in FIG. 3) provide relative movement of the pressure oil line (14) without loss of oil under pressure. Similarly, the seal holder (39) and the oil return seal (40) attached to the ends of the oil return pipe (15) (as shown in FIG. 3) provide relative movement of the oil return pipe (15) without loss of return oil. This design allows differential thermal expansion of various components during operation. In addition, the pressure oil line (14) and the oil return line (15), as well as the connecting valves (17, 18), are independently replaceable, which reduces operating costs by replacing individual components rather than the entire drill rod (3, 4) generally.
Конструкция тарельчатых клапанов (19, 21, 23 и 25) позволяет выполнить гидравлические соединения между каналами (14, 15) соответствующих штанг (3, 4) с относительно небольшим интервалом взаимодействия по оси между штангами (3, 4) во время соединения. Указанный интервал взаимодействия обычно не превышает 50% наружного диаметра буровой штанги. В результате такого конструктивного решения уплотнения (27) (которые лучше всего видны на фиг.9) и уплотнения 28 (которые лучше всего видны на фиг.10) перемещаются на очень малое расстояние в осевом направлении по принимающим участкам первого соединительного клапана (17) во время соединения и отсоединения буровых штанг (3, 4). Указанный интервал взаимодействия уплотнений обычно не превышает 20% наружного диаметра буровой штанги. Такое конструктивное решение сводит к минимуму износ и истирание соединительных клапанов (17, 18) и уплотнений (27, 28) во время соединения и отсоединения элементов установки (1). Помимо этого, на уплотнительных поверхностях отсутствуют отверстия или другие нарушения непрерывности, следовательно, уплотнения (27, 28) во время соединения и отсоединения перемещаются только по гладким поверхностям соответствующей формы, что дополнительно повышает их надежность.The design of poppet valves (19, 21, 23 and 25) allows hydraulic connections between the channels (14, 15) of the respective rods (3, 4) to be made with a relatively small interval of interaction along the axis between the rods (3, 4) during the connection. The indicated interaction interval usually does not exceed 50% of the outer diameter of the drill rod. As a result of such a constructive solution, the seals (27) (which are best seen in Fig. 9) and the seals 28 (which are best seen in Fig. 10) are moved a very small distance in the axial direction along the receiving sections of the first connecting valve (17) in connection and disconnection time of drill rods (3, 4). The specified interval of interaction of the seals usually does not exceed 20% of the outer diameter of the drill rod. Such a constructive solution minimizes wear and abrasion of the connecting valves (17, 18) and seals (27, 28) during the connection and disconnection of the elements of the installation (1). In addition, there are no holes or other discontinuities on the sealing surfaces, therefore, the seals (27, 28) during connection and disconnection move only along smooth surfaces of the corresponding shape, which further increases their reliability.
Фиг.5 показывает увеличенный разрез механизма (5) вращения. Вал (5А) соединен с двигателем и редуктором в направлении стрелки А, что обеспечивает передачу крутящего момента к валу (5А) и присоединенным буровым штангам (3, 4), а также перфоратору (2). Ряд из трех отверстий, расположенных на неподвижной части или корпусе (5В) механизма (5) вращения, обеспечивает подачу продувочного воздуха (отверстие 5С), масла под давлением (отверстие 5D) и прием возвратного масла (отверстие 5Е) от вала (5А), который находится в проточном соединении с соединенными буровыми штангами (3, 4) и перфоратором (2). Тарельчатый клапан (5F), аналогичный первому соединительному клапану (17) штанги (3) (описанному выше), препятствует потере гидравлического масла при отсоединении механизма (5) вращения от штанги (4).5 shows an enlarged section through a rotation mechanism (5). The shaft (5A) is connected to the motor and gearbox in the direction of arrow A, which ensures the transmission of torque to the shaft (5A) and the attached drill rods (3, 4), as well as to the hammer drill (2). A series of three holes located on a fixed part or body (5B) of the rotation mechanism (5) provides the supply of purge air (
В соответствии с фиг.6-8 соединительный клапан (10) перфоратора взаимодействует с тремя концентрическими каналами буровой штанги (3) (центральным - напорным маслопроводом (14), первым кольцевым каналом - обратным маслопроводом (15), вторым кольцевым каналом - каналом (12) для промывочной среды) и тремя параллельными каналами перфоратора (2). Фиг.6 иллюстрирует прохождение масла под давлением от центра соединительного клапана (10) перфоратора (от штанги (3) - не показана) к маятниковому клапану (8) через аккумулятор (9). Таким образом, изменения давления масла, подаваемого на маятниковый клапан (8) во время работы бурильной установки (1), сведены к минимуму для улучшения эффективности и скорости бурения. Поршень (7) размещен в корпусе (7А) и, в свою очередь, приводится в возвратно-поступательное движение маятниковым клапаном (8). Фиг.11 показывает напорный маслопровод (29), проходящий от маятникового клапана (8) к поршню (7) при перемещении поршня (7) вверх. Ход поршня вверх обеспечивается путем прохождения масла под давлением из отверстий (31А) в корпусе (8А) маятникового клапана в отверстия (31В) в корпусе (7А) поршня для воздействия на нижнюю часть поршня (7) известным способом. Фиг.12 показывает напорный маслопровод (30), проходящий от маятникового клапана (8) к поршню (7) при перемещении поршня (7) вниз. Как показано на фиг.12, ход поршня (7) вниз обеспечивается путем прохождения масла под давлением из отверстий (32А) в корпусе (8А) маятникового клапана в отверстия (32В) в корпусе (7А) поршня для воздействия на верхнюю часть поршня (7) известным способом. В соответствии с фиг.11 и 12 возвратно-поступательное перемещение поршня (7) осуществляется путем чередования положения маятникового клапана (8) между этими двумя режимами потоков известным способом. Как показано на фиг.13 и 14, изменение положения маятникового клапана (8) регулируется с помощью позиционирующих отверстий (35В, 36В) в корпусе (7А) поршня, которые при открытии за счет движения поршня (7) используют «обратную подачу» масла под давлением для перемещения маятникового клапана (8), с помощью отверстий 35А и 36А, между двумя положениями, соответствующими перемещению поршня (7) вниз, а затем вверх. Таким образом, движение поршня (7) регулируется при фиксированной длине хода поршня с помощью местоположения позиционирующих отверстий (35В и 36В, показаны на фиг.13 и 14). Фиг.13 и 14 показывают положение каналов (33, 34) обратной подачи от поршня (7) к маятниковому клапану (8) для обеспечения движения поршня (7), соответственно, вниз и вверх.In accordance with Fig.6-8, the connecting valve (10) of the perforator interacts with three concentric channels of the drill rod (3) (the central one is the pressure oil pipe (14), the first ring channel is the return oil pipe (15), the second ring channel is the channel (12 ) for flushing medium) and three parallel channels of the punch (2). 6 illustrates the passage of oil under pressure from the center of the connecting valve (10) of the hammer (from the rod (3) - not shown) to the pendulum valve (8) through the battery (9). Thus, changes in oil pressure supplied to the pendulum valve (8) during operation of the drilling rig (1) are minimized to improve drilling efficiency and speed. The piston (7) is placed in the housing (7A) and, in turn, is driven into the reciprocating motion by a pendulum valve (8). 11 shows an oil pressure line (29) extending from a pendulum valve (8) to a piston (7) as the piston (7) moves up. The upward stroke of the piston is ensured by the passage of oil under pressure from the holes (31A) in the housing (8A) of the pendulum valve into the holes (31B) in the housing (7A) of the piston to act on the lower part of the piston (7) in a known manner. 12 shows an oil pressure line (30) extending from a pendulum valve (8) to a piston (7) as the piston (7) moves down. As shown in Fig. 12, the piston (7) travels downward by passing oil under pressure from the openings (32A) in the pendulum valve housing (8A) into the holes (32B) in the piston housing (7A) to act on the upper part of the piston (7) ) in a known manner. In accordance with 11 and 12, the reciprocating movement of the piston (7) is carried out by alternating the position of the pendulum valve (8) between these two flow modes in a known manner. As shown in FIGS. 13 and 14, the position of the pendulum valve (8) is controlled by positioning holes (35B, 36B) in the piston body (7A), which, when opened by the movement of the piston (7), use a “reverse feed” of oil under pressure to move the pendulum valve (8), using
Фиг.7 показывает обратный маслопровод, проходящий от маятникового клапана (8) и других выпускных отверстий в перфораторе через соединительный клапан (10) перфоратора и обратно к обратному маслопроводу (15) буровой штанги (3). Тарельчатый клапан (16), аналогичный второму соединительному клапану (18) штанги (4), препятствует потере гидравлического масла при отсоединении перфоратора (2) от штанги (3) (не показана).Fig. 7 shows an oil return line extending from a pendulum valve (8) and other outlet openings in a perforator through a connecting valve (10) of the perforator and back to the oil return pipe (15) of the drill rod (3). The poppet valve (16), similar to the second connecting valve (18) of the rod (4), prevents the loss of hydraulic oil when disconnecting the hammer (2) from the rod (3) (not shown).
Фиг.8 показывает канал прохождения промывочной среды от канала (12) промывочной среды вниз к верхней части корпуса (7А) поршня. Промывочная среда затем проходит вниз через поршень (7) и буровое долото (6) через продольные каналы (13) в этих компонентах, выходит у торца долота для смывания обломков горной породы в области бурового долота (6).Fig. 8 shows the passage of the washing medium from the channel (12) of the washing medium down to the upper part of the piston body (7A). The flushing medium then passes downward through the piston (7) and the drill bit (6) through the longitudinal channels (13) in these components and exits at the end of the bit to flush rock fragments in the area of the drill bit (6).
Специалистам следует понимать, что можно использовать другие внутренние расположения каналов (12, 13, 14 и 15) без отклонения от объема данного изобретения.Those skilled in the art should understand that other internal channel arrangements (12, 13, 14, and 15) can be used without departing from the scope of this invention.
В процессе эксплуатации монтаж бурильной установки (1) выполняют способом, включающим следующие этапы:During operation, the installation of the drilling rig (1) is performed by a method that includes the following steps:
сборка гидравлического перфоратора (2), содержащего буровое долото (6), поршень (7), маятниковый клапан (8), предназначенный для управления возвратно-поступательным движением поршня (7), аккумулятор (9) и соединительный клапан (10) перфоратора;assembling a hydraulic hammer (2) containing a drill bit (6), a piston (7), a pendulum valve (8) designed to control the reciprocating movement of the piston (7), a battery (9) and a connecting valve (10) of the hammer;
присоединение по меньшей мере одной буровой штанги (3, 4) к соединительному клапану (10) перфоратора;attaching at least one drill rod (3, 4) to the connecting valve (10) of the hammer drill;
присоединение механизма (5) вращения к концу по меньшей мере одной буровой штанги (3, 4), дистальному по отношению к перфоратору (2);attaching a rotation mechanism (5) to the end of at least one drill rod (3, 4) distal to the perforator (2);
присоединение источника гидравлической текучей среды, приемника гидравлической текучей среды и источника промывочной среды к механизму (5) вращения;attaching a source of hydraulic fluid, a receiver of hydraulic fluid and a source of flushing medium to the rotation mechanism (5);
присоединение двигателя и редуктора к концу механизма (5) вращения, дистальному по отношению к перфоратору (2), причем указанный двигатель сообщает вращательное движение механизму (5) вращения, по меньшей мере одной буровой штанге (3, 4) и перфоратору (2); иconnecting the motor and gear to the end of the rotation mechanism (5) distal with respect to the perforator (2), said motor reporting rotational movement to the rotation mechanism (5) of at least one drill rod (3, 4) and perforator (2); and
присоединение всей установки к устройству «подачи», обеспечивающему линейное перемещение установки вдоль ее оси. Указанное устройство подачи выполнено с возможностью передачи усилия подачи или отвода величиной не менее 20 кН.the connection of the entire installation to the device "feed", providing a linear movement of the installation along its axis. The specified feeder is configured to transmit a feed or retraction force of at least 20 kN.
При бурении долото (6 В, лучше всего видно на фиг.2) вводят в контакт с плоскостью забоя с помощью гидравлического устройства подачи, и подают гидравлическое давление 50-200 бар (в зависимости от местности) к отверстию (5D) механизма (5) вращения. Сразу после начала прохождения вглубь земной поверхности двигатель и редуктор (не показан) приводят во вращение всю установку со скоростью 50-150 об/мин (в зависимости от размера скважины и местности), при этом гидравлическое устройство подачи прикладывает усилие подачи в 2-20 кН (в зависимости от земной поверхности), которое продвигает установку в пробуриваемую скважину. По достижении предела продвижения бурение останавливают, сбрасывая давление в отверстии (5D). При необходимости дополнительного продвижения механизм (5) вращения можно отсоединить от второго соединительного клапана (18) последней буровой штанги и добавить дополнительную буровую штангу. Затем бурение продолжают, повторяя вышеуказанные этапы.When drilling, a bit (6 V, best seen in figure 2) is brought into contact with the face plane using a hydraulic feed device, and a hydraulic pressure of 50-200 bar (depending on the terrain) is supplied to the hole (5D) of the mechanism (5) rotation. Immediately after the start of passing deep into the earth's surface, the engine and gearbox (not shown) rotate the entire installation at a speed of 50-150 rpm (depending on the size of the well and the terrain), while the hydraulic feed device applies a feed force of 2-20 kN (depending on the earth's surface), which propels the installation into a drilled well. Upon reaching the advancement limit, drilling is stopped by relieving pressure in the bore (5D). If additional advancement is necessary, the rotation mechanism (5) can be disconnected from the second connecting valve (18) of the last drill rod and add an additional drill rod. Drilling is then continued by repeating the above steps.
Пример 1Example 1
Установка (1) была испытана при бурении скважин диаметром 105 мм в твердой породе известняка при скорости проникновения свыше 1 м/мин. При этом была продемонстрирована надежность с минимальной потерей гидравлического масла.Installation (1) was tested when drilling wells with a diameter of 105 mm in solid rock of limestone at a penetration rate of more than 1 m / min. At the same time, reliability with minimal loss of hydraulic oil was demonstrated.
Пример 2Example 2
Испытание на варианте прототипа установки (1) показало, что потеря масла обычно составляла менее 0,008 л на соединение/отсоединение.The test on the prototype version of the installation (1) showed that the oil loss was usually less than 0.008 L per connection / disconnection.
Таким образом, предпочтительный вариант выполнения данного изобретения может обладать несколькими преимуществами по сравнению с предшествующим уровнем техники, к которым относятсяThus, a preferred embodiment of the present invention may have several advantages over the prior art.
улучшенная эффективность использования топлива благодаря эффективной передаче энергии, рециркуляции масла с минимальной потерей масла, что обусловливает снижение эксплуатационных затрат и влияния на окружающую среду,improved fuel efficiency due to efficient energy transfer, oil recirculation with minimal oil loss, resulting in lower operating costs and environmental impact,
улучшенный механический кпд за счет меньшего времени реакции на изменение давления масла во время рабочего цикла, с обеспечением более быстрого бурения с прохождением в земную поверхность,improved mechanical efficiency due to the shorter reaction time to changes in oil pressure during the working cycle, providing faster drilling with passage to the earth's surface,
надежная защита масла от загрязнений обломками при бурении (обломками выбуренной породы),reliable protection of oil from pollution by fragments during drilling (cuttings of cuttings),
надежная защита обломков от загрязнений маслом (является важной в областях применения, связанных с извлечением проб минералов) благодаря использованию концентрической конструкции трубопроводов с «однонаправленным» обратным маслопроводом,reliable protection of fragments from oil pollution (important in applications involving the extraction of mineral samples) through the use of a concentric design of pipelines with a “unidirectional” oil return pipe,
улучшенная износостойкость соединительных клапанов и уплотнений и, соответственно, улучшенная надежность соединения и отсоединения компонентов бурильной установки,improved wear resistance of connecting valves and seals and, accordingly, improved reliability of the connection and disconnection of the components of the drilling rig,
улучшенная надежность за счет удлиненного срока службы и, соответственно, снижения эксплуатационных затрат, обусловленных модульной конструкцией и двусторонним использованием корпуса штанги, иimproved reliability due to an extended service life and, consequently, reduced operating costs due to the modular design and bilateral use of the rod body, and
сравнительно низкая стоимость производства, обусловленная модульной конструкцией.relatively low cost of production due to the modular design.
Аспекты данного изобретения изложены только в качестве примера, при этом следует понимать, что возможно внесение изменений и дополнений в него без отклонения от объема данного изобретения, определенного в прилагаемой формуле изобретения.Aspects of this invention are set forth only as an example, it should be understood that it is possible to make changes and additions to it without deviating from the scope of the invention defined in the attached claims.
Claims (16)
гидравлический перфоратор, содержащий поршень, предназначенный для воздействия на буровое долото, маятниковый клапан, предназначенный для управления возвратно-поступательным движением поршня, аккумулятор для гидравлической жидкости и соединительный клапан перфоратора,
по меньшей мере одну буровую штангу, содержащую первый соединительный клапан, предназначенный для соединения буровой штанги с перфоратором, и второй соединительный клапан, предназначенный для соединения буровой штанги с первым соединительным клапаном подобной буровой штанги или с механизмом вращения,
причем поршень и маятниковый клапан расположены, по существу, в одну линию с осью перемещения перфоратора, аккумулятор расположен вблизи маятникового клапана, а соединительный клапан перфоратора, первый соединительный клапан и второй соединительный клапан содержат по меньшей мере один тарельчатый клапан, расположенный вблизи соответствующего седла клапана,
причем соединительный клапан перфоратора, первый соединительный клапан и второй соединительный клапан выполнены с обеспечением предотвращения обратного потока возвратной гидравлической жидкости.1. Drilling rig containing
a hydraulic perforator containing a piston designed to act on the drill bit, a pendulum valve designed to control the reciprocating movement of the piston, a hydraulic fluid accumulator and a perforator connecting valve,
at least one drill rod comprising a first connecting valve for connecting the drill rod to the perforator, and a second connecting valve for connecting the drill rod to the first connecting valve of a similar drill rod or with a rotation mechanism,
moreover, the piston and the pendulum valve are essentially in line with the axis of movement of the punch, the battery is located near the pendulum valve, and the connecting valve of the punch, the first connecting valve and the second connecting valve contain at least one poppet valve located near the corresponding valve seat,
moreover, the connecting valve of the perforator, the first connecting valve and the second connecting valve are made to prevent reverse flow of return hydraulic fluid.
а) сборку гидравлического перфоратора из модульных блоков, которые содержат буровое долото, поршень, маятниковый клапан, предназначенный для управления возвратно-поступательным движением поршня, аккумулятор и соединительный клапан перфоратора, содержащий по меньшей мере одну тарелку, расположенную вблизи соответствующего седла клапана, и предназначенный для присоединения перфоратора к первому соединительному клапану буровой штанги;
b) присоединение одной или более буровой штанги (штанг) к перфоратору, причем каждая буровая штанга содержит первый соединительный клапан, содержащий по меньшей мере одну тарелку, расположенную вблизи соответствующего седла клапана, и второй соединительный клапан, содержащий по меньшей мере одну тарелку, расположенную вблизи соответствующего седла клапана, и предназначенный для присоединения буровой штанги к первому соединительному клапану подобной буровой штанги или к механизму вращения;
с) присоединение механизма вращения ко второму соединительному клапану последней присоединенной буровой штанги, причем указанный механизм вращения сообщает вращательное движение по меньшей мере одной буровой штанге и перфоратору.15. A method of assembling a drilling rig, including
a) assembling a hydraulic hammer from modular units that contain a drill bit, a piston, a pendulum valve designed to control the reciprocating movement of the piston, a battery and a connecting valve of the hammer, containing at least one plate located near the corresponding valve seat and designed to attaching a punch to the first connecting valve of the drill rod;
b) attaching one or more drill rods (s) to the perforator, each drill rod comprising a first connecting valve comprising at least one plate located near the corresponding valve seat and a second connecting valve containing at least one plate located near a corresponding valve seat and for connecting a drill rod to a first connecting valve of a similar drill rod or to a rotation mechanism;
c) attaching a rotation mechanism to a second connecting valve of a last connected drill rod, said rotation mechanism communicating rotational movement of at least one drill rod and a perforator.
d) присоединяют указанную установку к гидравлическому устройству подачи, выполненному с обеспечением перемещения указанной установки линейно вдоль ее оси. 16. The method according to clause 15, in which additionally
d) connect the specified installation to the hydraulic feeder, designed to ensure the movement of the specified installation linearly along its axis.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| AU2008904823 | 2008-09-17 | ||
| AU2008904823A AU2008904823A0 (en) | 2008-09-17 | Drilling Apparatus | |
| PCT/NZ2009/000197 WO2010033041A1 (en) | 2008-09-17 | 2009-09-17 | Drilling apparatus |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011114669A RU2011114669A (en) | 2012-10-27 |
| RU2524725C2 true RU2524725C2 (en) | 2014-08-10 |
Family
ID=42039725
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011114669/03A RU2524725C2 (en) | 2008-09-17 | 2009-09-17 | Drilling machine |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8887835B2 (en) |
| EP (1) | EP2337919B1 (en) |
| JP (1) | JP5602141B2 (en) |
| CN (1) | CN102216552B (en) |
| AU (1) | AU2009217364B2 (en) |
| BR (1) | BRPI0919066B1 (en) |
| CA (1) | CA2774457C (en) |
| CL (1) | CL2011000555A1 (en) |
| PE (1) | PE20110897A1 (en) |
| RU (1) | RU2524725C2 (en) |
| WO (1) | WO2010033041A1 (en) |
| ZA (1) | ZA201102816B (en) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9151386B2 (en) * | 2013-03-15 | 2015-10-06 | Caterpillar Inc. | Accumulator membrane for a hydraulic hammer |
| GB2515569A (en) * | 2013-06-28 | 2014-12-31 | Mincon Internat | Multi-accumulator arrangement for hydraulic percussion mechanism |
| CN103437732B (en) * | 2013-08-07 | 2015-11-11 | 中国地质大学（武汉） | A kind of downhole pneumatic shock wave generator |
| GB2518383A (en) * | 2013-09-19 | 2015-03-25 | Mincon Internat Ltd | Drill rod for percussion drill tool |
| CN103643891B (en) * | 2013-12-02 | 2015-08-26 | 西南石油大学 | A kind of large-torque combination screw drill |
| CN103967408B (en) * | 2014-05-06 | 2016-01-13 | 北京信息科技大学 | Hydraulical impact drilling tool |
| WO2016074025A1 (en) * | 2014-11-14 | 2016-05-19 | Strada Design Limited | Dual circulation fluid hammer drilling system |
| CN105625937B (en) * | 2016-03-08 | 2017-10-17 | 唐山玉联机电有限公司 | A kind of special impact type Hydro-efflux Hammer drilling equipment of shale gas |
| CN106948764B (en) * | 2017-05-18 | 2023-04-21 | 西南石油大学 | Connecting device for deep water oil gas test pipe column safety control system |
| WO2020039393A1 (en) * | 2018-08-23 | 2020-02-27 | Buehrmann Rudolph | A percussion mechanism |
| GB201813865D0 (en) | 2018-08-24 | 2018-10-10 | Westerton Uk Ltd | Downhole cutting tool and anchor arrangement |
| WO2020058926A1 (en) * | 2018-09-20 | 2020-03-26 | Buehrmann Rudolph | A rock drill |
| CN111550197B (en) * | 2020-05-14 | 2021-06-29 | 中建路桥集团有限公司 | Soft soil layer foundation pit slope anchor rod drilling device |
| TWI775286B (en) * | 2021-01-21 | 2022-08-21 | 劉進興 | Vibratory hammer structure of vibratory soil drilling equipment |
| CN113445902B (en) * | 2021-08-11 | 2023-09-19 | 中煤科工集团重庆研究院有限公司 | Self-closing multichannel high-pressure drill rod |
| CN113445903B (en) * | 2021-08-11 | 2023-09-19 | 中煤科工集团重庆研究院有限公司 | Self-closing double-oil-duct drill rod connecting structure |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU133435A1 (en) * | 1960-04-21 | 1960-11-30 | Л.Э. Граф | Double bottomhole hammers |
| EP0233038A2 (en) * | 1986-02-03 | 1987-08-19 | Boart International Limited | Down-the-hole-drill |
| US4828048A (en) * | 1986-11-10 | 1989-05-09 | Mayer James R | Hydraulic Percussion tool |
| US5823274A (en) * | 1994-06-16 | 1998-10-20 | Oy Winrock Technology, Ltd. | Drill rod |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5422724Y2 (en) * | 1975-09-30 | 1979-08-07 | ||
| DE3842081A1 (en) | 1988-03-15 | 1989-09-28 | Hausherr & Soehne Rudolf | DRILLING DEVICE |
| SE509633C2 (en) * | 1992-05-19 | 1999-02-15 | Atlas Copco Rock Drills Ab | Drill string component for use in drilling with a liquid-driven submersible drill |
| JPH06313391A (en) * | 1993-04-30 | 1994-11-08 | Furukawa Co Ltd | Impact mechanism of hydraulic down-the-hole drill |
| AU685570B2 (en) * | 1994-12-23 | 1998-01-22 | Atlas Copco Secoroc Aktiebolag | Drilling apparatus |
| US5803187A (en) * | 1996-08-23 | 1998-09-08 | Javins; Brooks H. | Rotary-percussion drill apparatus and method |
| CA2295463C (en) * | 1999-01-27 | 2008-04-29 | William N. Patterson | Hydraulic in-the-hole percussion rock drill |
| EP1257723B1 (en) * | 2000-02-24 | 2004-11-17 | Techmo Entwicklungs- und Vertriebs GmbH | Device for drilling, especially percussion or rotary percussion drilling, holes |
| JP3818438B2 (en) * | 2001-12-14 | 2006-09-06 | 独立行政法人産業技術総合研究所 | Downhole driven percussion drill |
| SE526252C2 (en) * | 2003-03-26 | 2005-08-09 | Wassara Ab | Hydraulic drill string device |
-
2009
- 2009-09-17 RU RU2011114669/03A patent/RU2524725C2/en active
- 2009-09-17 CN CN200980145948.3A patent/CN102216552B/en active Active
- 2009-09-17 BR BRPI0919066-0A patent/BRPI0919066B1/en active IP Right Grant
- 2009-09-17 CA CA2774457A patent/CA2774457C/en active Active
- 2009-09-17 WO PCT/NZ2009/000197 patent/WO2010033041A1/en active Application Filing
- 2009-09-17 PE PE2011000641A patent/PE20110897A1/en active IP Right Grant
- 2009-09-17 AU AU2009217364A patent/AU2009217364B2/en not_active Ceased
- 2009-09-17 JP JP2011527763A patent/JP5602141B2/en active Active
- 2009-09-17 EP EP09814838.0A patent/EP2337919B1/en active Active
-
2011
- 2011-03-15 US US13/048,243 patent/US8887835B2/en active Active
- 2011-03-16 CL CL2011000555A patent/CL2011000555A1/en unknown
- 2011-04-14 ZA ZA2011/02816A patent/ZA201102816B/en unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU133435A1 (en) * | 1960-04-21 | 1960-11-30 | Л.Э. Граф | Double bottomhole hammers |
| EP0233038A2 (en) * | 1986-02-03 | 1987-08-19 | Boart International Limited | Down-the-hole-drill |
| US4828048A (en) * | 1986-11-10 | 1989-05-09 | Mayer James R | Hydraulic Percussion tool |
| US5823274A (en) * | 1994-06-16 | 1998-10-20 | Oy Winrock Technology, Ltd. | Drill rod |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2013505376A (en) | 2013-02-14 |
| CN102216552A (en) | 2011-10-12 |
| EP2337919B1 (en) | 2017-12-06 |
| CL2011000555A1 (en) | 2011-10-21 |
| BRPI0919066B1 (en) | 2019-05-21 |
| CA2774457C (en) | 2017-07-25 |
| CN102216552B (en) | 2015-08-26 |
| AU2009217364A1 (en) | 2010-04-08 |
| US20120061142A1 (en) | 2012-03-15 |
| EP2337919A1 (en) | 2011-06-29 |
| ZA201102816B (en) | 2012-06-27 |
| US8887835B2 (en) | 2014-11-18 |
| AU2009217364B2 (en) | 2011-10-06 |
| PE20110897A1 (en) | 2011-12-29 |
| EP2337919A4 (en) | 2016-07-27 |
| CA2774457A1 (en) | 2010-03-25 |
| JP5602141B2 (en) | 2014-10-08 |
| WO2010033041A1 (en) | 2010-03-25 |
| RU2011114669A (en) | 2012-10-27 |
| BRPI0919066A2 (en) | 2015-12-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2524725C2 (en) | Drilling machine | |
| US8893827B2 (en) | Drilling apparatus | |
| KR101481875B1 (en) | Down-the-hole drill hammer having a reverse exhaust system and segmented chuck assembly | |
| RU2324803C1 (en) | Screw downhole motor for inclined directional and horisontal boring | |
| CA2651181C (en) | Hydraulically actuated submersible pump | |
| RU2613671C2 (en) | Downhole drilling assembly with hydraulic coupling and its application method | |
| RU2698341C2 (en) | Drilling system with several fluid media | |
| CN105683490B (en) | Drill rod for percussion drill | |
| CN205743711U (en) | Surge and push away multiple shock oscillator | |
| AU2012234263B2 (en) | Arm assembly | |
| EP2505770A1 (en) | Torque member | |
| CN110748297B (en) | Device and method for reducing friction between drilling tool and well wall | |
| CN109611028B (en) | Hydraulic oscillator based on roller and impeller | |
| RU2436937C1 (en) | Perforator for making channels in cased well | |
| CN109162645B (en) | Pulse pressurizing generator | |
| RU2750791C1 (en) | Apparatus for drilling out compressed plug in borehole | |
| CN109441356B (en) | Hydraulic oscillator based on cam and impeller | |
| CN115596352A (en) | Flexible drilling tool system for radial drilling of ultra-deep well and sidetracking process | |
| CN102619466A (en) | Rotary eccentric casing pipe internally drilling device |